59585-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Обозерская"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Основные данные
Госреестр № 59585-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Обозерская"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2014
Методика поверки МП 2076/500-2014
Межповерочный интервал 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (На серию или на партию) E
Дата протокола Приказ 2097 п. 140 от 24.12.2014
Производитель / Заявитель

ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва

 Россия 

Скачать

59585-14: Описание типа СИ
139.8 КБ Скачать

Применение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Обозерская» ОАО «ФСК ЕЭС».

Подробное описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие

уровни:

1-й    уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    синхронизацию шкалы времени ИВК;

-    сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые

Лист № 2 Всего листов 10

усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 мин, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, ас учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

1.00

Цифровой идентификатор ПО

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Другие идентификационные данные, если имеются

-

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.77-2014.

Технические данные

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

№ ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

ИВКЭ

(УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ВЛ 110 кВ Обозерская -Емецк с отпайкой на ПС Усть-Мехреньга (ВЛ 110 кВ Обозерская - Емецк)

ТВ 110-1 кл.т 10,0 Ктт = 600/5 Зав. № 8697-А; 8697-В;

8697-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988634; 988677;

988702 Госреестр № 14205-94

А1802РАЬд-Р40В^Ш-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272250 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

2

ВЛ 110 кВ Обозерская -Кодино с отпайкой на ПС Швакино (ВЛ 110 кВ Кодино)

ТВ 110-1 кл.т 10,0 Ктт = 600/5 Зав. № 8696-А; 8696-В;

8696-С Госреестр № 3189-72

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988829; 988846;

988832 Госреестр № 14205-94

А1802РАЬд-Р40В^Ш-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272213 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

1

2

3

4

5

6

3

ОМВ 110 кВ

ТФМ-110 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 4264; 4576; 4578 Госреестр № 16023-97

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 988829; 988846;

988832 Госреестр № 14205-94

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272191 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

4

ВЛ 35 кВ Обозерская -КЭЧ I цепь (ВЛ 35 кВ КЭЧ-1)

ТВ кл. т 10,0 Ктт = 200/5 Зав. № 390-А; 390-В;

390-С Госреестр № 19720-00

3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1201442; 1201287; 1103178 Госреестр № 912-70

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272192 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

5

ВЛ 35 кВ Обозерская -КЭЧ II цепь (ВЛ 35 кВ КЭЧ-2)

ТВ кл. т 10,0 Ктт = 200/5 Зав. № 5769-А; 5769-В;

5769-С Г осреестр № 19720-00

3НОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1157999; 1174203; 1382938 Госреестр № 912-70

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272274 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

6

ВЛ 10 кВ АБЗ (ВЛ-10-153-16)

ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 379; 268 Госреестр № 1276-59

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272206 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

7

ВЛ 10 кВ ЛПХ (ВЛ-10-153-01)

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 2911 Госреестр № 1856-63 ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 0857 Госреестр № 1276-59

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272369 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

8

ВЛ 10 кВ СЖД-1 (ВЛ-10-153-02)

ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 098910; 36567 Госреестр № 1276-59

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272205 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

9

ВЛ 10 кВ Завод-1 (ВЛ-10-153-06)

ТПЛ-10-М-У2 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 5313; 5339; 5319 Госреестр № 22192-01

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3266 Госреестр № 831-69

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272246 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

10

ВЛ-10-153-09 (ВЛ 10 кВ Посёлок)

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 2915 Госреестр № 1276-59 ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 77851 Госреестр № 2363-68

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272364 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

11

ВЛ-10-153-11 (ВЛ 10 кВ Щукозерье)

ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 7270; 1079 Госреестр № 1276-59

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272386 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

12

ВЛ-10-153-14 (ВЛ 10 кВ Самодед)

ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 4944; 10257 Госреестр № 1276-59

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87

А1802RALQ-P4GB-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272198 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

1

2

3

4

5

6

13

ВЛ 10 кВ СЖД-2 (ВЛ-10-153-15)

ТПЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 05966; 07002 Госреестр № 2363-68

НАМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 7587 Госреестр № 11094-87

А1802КАЬд-Р40В-БШ-

4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 01272190 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

14

КЛ 0,4 кВ Мегафон-1

Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 164692; 164868;

164799 Госреестр № 22656-07

-

А1802РАЬд-Р40В-БШ-

4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1272344 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

15

КЛ 0,4 кВ Мегафон-2

Т-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 Зав. № 164715; 164707;

164683 Госреестр № 22656-07

-

А1802РАЬд-Р40В-БШ-

4

кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 1272342 Госреестр № 31857-11

RTU-325T зав. № 008228 Госреестр № 44626-10

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

§20 %■,

§100 %■,

I5 %£I изм<1 20 %

21

О

%

IA

IsT1

з

2

А

0

о

''ч

©х

НН

0

0

£

IA

Н

я

T

2

IA

1 2 о

''ч

©х

1, 2, 4, 5,

(Сч. 0,2S; ТТ 10; ТН 0,5)

1,0

±0,9

±0,9

±0,9

0,9

±0,9

±0,9

±0,9

0,8

±1,0

±1,0

±1,0

0,7

±1,2

±1,1

±1,1

0,5

±1,5

±1,4

±1,4

3, 6 - 13 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

14, 15,

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

±2,2

±1,2

±1,0

0,8

±2,8

±1,5

±1,1

0,7

±3,4

±1,8

±1,3

0,5

±5,3

±2,7

±1,9

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), %

85 %,

820 %■,

8100 %■,

I

'-Л

%

НН

и

з

2

л

НН

2

О

%

©х

II

0

%

з

2

Л

1

0

о

''ч

©х

I100 %£1изм£1120%

1, 2, 4, 5,

(Сч. 0,5; ТТ 10; ТН 0,5)

0,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,8

±1,0

±1,0

±1,0

0,7

±0,9

±0,9

±0,9

0,5

±0,7

±0,7

±0,7

3, 6 - 13 (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

14, 15,

(Сч. 0,5; ТТ 0,5)

0,9

±6,2

±3,1

±2,1

0,8

±4,2

±2,1

±1,4

0,7

±3,3

±1,6

±1,1

0,5

±2,3

±1,2

±0,8

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%;

2    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

3    Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 •Цн;

-    диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-1н;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;

-    частота - (50 ± 0,15) Гц.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 -1н1 до 1,2Хн1;

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Цн2 до 1,1 -ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 -1н2 до 1,2-1н2;

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

6    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электроэнергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчиках электроэнергии;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплект

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1

2

3

1 Трансформатор тока

ТВ 110-1

6

2 Трансформатор тока

ТФМ-110

3

3 Трансформаторы тока встроенные

ТВ

6

4 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10У3

9

5 Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

1

6 Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-У2

3

7 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1

8 Трансформатор тока

ТПЛМ-10

3

9 Трансформатор тока

Т-0,66

6

10 Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

6

11 Трансформатор напряжения

3НОМ-35-65

6

12 Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

13 Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

14 Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

А1802RALQ-P4GB -DW-4

15

13 Устройство сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

RTU-325T

1

14 Методика поверки

МП 2076/500-2014

1

16 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.019.06.ПС-ФО

1

осуществляется по документу МП 2076/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в декабре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

-    для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-22030042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

-    для УСПД RTU-325T - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Методы измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/220-2014 от

08.12.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Обозерская»

1    ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".

2    ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3    ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".

Рекомендации

- при осуществлении торговли.